800千瓦输出功率,日均发电量1944度离网光伏发电系统方案 800千瓦离网光伏发电系统解决方案,适配800千瓦以下三相负载,日均发电量1944度,确保稳定供能。 发电单元:784块620瓦单晶硅光伏组件搭配专业倾角支架,高效捕获光能。 储能单元:6组512伏314安时磷酸铁锂高压电池组,实现大容量储能及稳定放电。 控制单元:12台20千瓦 MPPT控制器精准追踪最大功率点,7台 8进1出高压汇流箱优化直流侧电能管理。 逆变单元:2台400千瓦输出交流电压三相380伏工频逆变电源,保障交直流高效转换。 充电单元:一台控制柜集成120千瓦MPPT控制器和逆变器集成120千瓦MPPT控制器分别自动把多余的光伏发电量给电池充电备用。 连接组件:采用MC4标准接口与专用电缆,确保电气连接可靠。 系统采用7阵列架构,7个阵列,每阵列由112块光伏组件(14 串 ×8 并)构成。光伏阵列经汇流箱为逆变器实时供电,负载消耗不完的电量通过MPPT控制器给电池组充电。 光伏优先:光照充足时,光伏电力优先驱动负载,剩余电量存储至电池组; 储能备电:夜间或光伏不足时,由电池组放电保障供电; 冗余切换:遇连续阴雨天或电池电量低时,自动无缝切换至市电或备用电源,确保供电不间断。#非洲光伏发电 #逆变器 #磷酸铁锂电池 #离网光伏发电 #储能系统 @DOU+上热门 @DOU+小助手
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核心结论:按“光伏剩余容量×70%=储能功率,功率×3=储能容量”配置,可实现光伏供电量**+63%**、峰值放电降电费,配合微电网优化,收益更稳。 一、配置逻辑与供电增益 配置规则:光伏剩余容量×70%=储能功率;功率×3=储能容量(3小时时长)。 供电增益:光伏→剩余电量存储能→峰值放电,供电量提升63%(1×0.7×0.9,含充放损耗)。 微电网价值:优化源网荷储调度,提高自发自用率,平抑负荷、降低最大需量,适配峰谷/现货电价套利。 二、盈利来源与测算(以山东1月为例) 核心收益:峰谷/尖峰套利(平0.4360元/千瓦时,尖峰0.8720元/千瓦时,深谷0.1308元/千瓦时)。 辅助收益:需量优化(两部制电价用户,储能削峰降最大需量,省基本电费);自发自用提升(减少高价购网);微电网协同(优化调度、参与需求响应)。 简易测算(示例):光伏1MW,剩余容量0.5MW→储能功率0.35MW、容量1.05MWh;日均光伏余电充0.35MW×3h=1.05MWh;尖峰放电1.05MWh×(0.8720-0.1308)=0.778元/次;年约250次→年套利约19.45万元;叠加需量优化年省约5-8万元,总收益约24-27万元。 三、关键落地要点 容量与时长:按“剩余容量×70%=功率,功率×3=容量”配置,保证3小时放电时长,匹配峰值负荷。 充放策略:光伏余电优先充;余电不足时谷电/深谷电补充;严格在尖峰/高峰放电,最大化价差。 微电网调度:实时监测负荷与光伏出力,动态充放;平抑负荷峰值,降低最大需量;接入虚拟电厂参与需求响应,获取额外收益。 成本与回报:当前储能系统成本约0.5-0.6元/Wh,1.05MWh储能投资约52.5-63万元;IRR约12-15%,回收期约6-8年(视峰谷差与补贴)。 风险与应对:光伏出力波动→微电网动态调度;电价政策调整→锁定长期电价协议;电池衰减→选循环寿命≥8000次的磷酸铁锂,定期维护。 四、优化建议 分时优先:优先在尖峰/高峰放电,谷/深谷补充,拉大价差。 需量管理:315kVA以上用户用储能削峰,降低基本电费。 政策叠加:关注地方储能补贴、绿证交易,提升收益。 运维保障:选优质电池与BMS,确保充放效率与安全。
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